Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"EMP Gebang Ltd., diperkirakan menyimpan potensi gas yang cukup besar, salah satunya pada Lapangan "X" dengan cadangan gas sebesar 247 BCF. Potensi gas di Lapangan ini belum dapat dikembangkan karena sebelumnya terkendala rendahnya harga gas. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi produksi, memperkirakan skenario pengembangan dan untuk menghitung nilai keekonomian sehingga Lapangan "X" dapat diproduksikan dengan baik. Kendala terbesar yang dihadapi adalah area offshore, zona produksi yang dalam, tekanan dan temperatur tinggi serta kandungan gas CO2 dan H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) diperlukan untuk menghitung data forecast pada tiga skenario yaitu Skenario A dengan laju bertahap (20 MMSCFD 2 tahun pertama dan dilajutkan 40 MMSCFD), Skenario B dengan laju tinggi (40 MMSCFD) dan Skenario C dengan laju produksi rendah (20 MMSCFD). Simulasi Hysis diperlukan untuk menghitung desain fasilitas produksi tambahan (amine untuk Acid Gas Removal dan TEG Dehydration) untuk pemisahan CO2, H2S dan air. Perhitungan keekonomian menunjukkan bahwa Lapangan "X" memberikan keuntungan yang paling baik apabila dikembangkan melalui skenario B (laju agresif), menghasilkan cash flow kontaktor sebesar USD 236.342.665, Government take USD 607.135.797, dengan IRR 34,76% dan POT 5,21 tahun. Analisa sensitivitas menunjukkan bahwa pengembangan Lapangan "X" melalui Skenario B sangat sensitif terhadap perubahan harga gas dan fluktuasi produksi.

---

EMP Gebang Ltd., supposed has potential gas reserve in "X" Field with estimation gas reserve 247 BCF. Gas potential in this Field has not been exploited due to low gas price. The purpose of this study is to calculate the production potential, estimate development scenario and calculate economic value for optimum development of "X" field. The Biggest challenges on developing this Field are offshore area, deep reservoir zone, high pressure & temperature, and presence of CO2 and H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) predicted the production forecast for Scenario A with in stage production rate (from 20 MMSCFD for 2 years and followed by 40 MMSCFD), Scenario B at highes production rate (40 MMSCFD) and Scenario C at low production rate (20 MMSCFD). Hysis simulation calculate the need of additional facilities (Amine for acid gas removal unit and TEG Dehydrator) for separating CO2, H2S and water. Economic calculation shows that "X" Field will give the best economic calculation while developed by Scenario B (aggressive rate), resulting contractor cash flow USD 236,342,665, Government Take USD 607,135,797, IRR 34.76 % and POT 5.21 years. Sensitivity analysis shows that development X Field will be very sensitive on gas price fluctuation and production rate."

"Skenario pengembangan lapangan adalah salah satu faktor yang memberikan pengaruh besar terhadap perhitungan keekonomian di dalam pengembangan lapangan baru. Analisis yang komprehensif dari sisi keteknikan dan keekonomian diperlukan agar didapatkan skenario pengembangan lapangan yang memberikan nilai tambah paling besar. Tesis ini membahas penerapan analisis opsi riil dalam pengembangan lapangan gas X jika dinilai dengan menggunakan metodologi tradisional Discounted Cash Flow DCF dan Analisis Opsi Riil. Penelitian dimulai dengan menganalisis studi kasus dengan fokus terhadap asumsi, ketidakpastian dan hasilnya dalam hal NPV. Kemudian penulis menawarkan alternatif pendekatan opsi riil yang menggabungkan keputusan manajemen fleksibel di dalam proyek melalui opsi yang disematkan. Untuk memodelkan pilihan, model binomial lattice digunakan karena fleksibilitas dalam menggabungkan latihan awal. Hasil penelitian menunjukkan nilai DCF lebih rendah dari nilai opsi untuk 5 skenario berbeda, yaitu skenario darat-lepas pantai, skenario lepas pantai dengan menggunakan skenario MOPU dan skenario tie-in lepas pantai. Dapat ditunjukkan bahwa skenario pengembangan lapangan darat memberikan nilai NPV tertinggi baik dengan metode DCF ROA.

---

Field development scenario is one of the factors that significantly influences the economic analysis in the development of new field. A comprehensive analysis of technical and economic aspects is needed to obtain the field development scenario that provides the greatest added value. This thesis discusses the application of real option analysis in the development of X gas field when analyzed using the traditional methodology of Discounted Cash Flow DCF and Real Option Analysis. Real Option Analysis is a useful decision making method for making investment decisions on gas field development taking into account the uncertainty and flexibility in the system. The thesis first analyzes the sample case study focussing on its assumptions, uncertainties and the outcomes in terms of the NPV. It then offers the alternate real options approach incorporating the flexible decisions management has in the project via the embedded options. To model the options, the binomial lattice model is used because of the flexibility provides in incorporating early exercise. The results indicate the NPV values by using DCF method lagging behind that of the option values for 5 different scenarios, which are onshore offshore scenario, offshore scenario by using MOPU and offshore tie in scenario. It can be shown that onshore field development scenario gives the highest NPV value both with DCF ROA method. This implies management will be better off by considering these options in their field development decisions. "

"Pengembangan lapangan migas marjinal wilayah lepas pantai pada skema Production Sharing Contract (PSC) gross split memiliki tantangan teknis dan ekonomis. Pada penelitian ini berfokus pada analisis secara ekonomis terhadap pengembangan lapangan migas lepas pantai marjinal. Metode pengembangan lapangan menggunakan tiga skenario yaitu skenario I dengan Konvensional Platform; skenario II dengan Floating Production Storage and Offloading (FPSO); skenario III dengan Sea Moveable Platform (SMP). Analisis ekonomis menggunakan indikator penganggaran modal, seperti NPV, IRR, dan Payback Period. Evaluasi keekonomian dilakukan untuk mencari metode terbaik pengembangan lapangan migas marjinal dengan menerapkan skema PSC Gross Split. Diharapkan dari skenario pengembangan tersebut, mampu meningkatkan keekonomian perusahaan. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui sensitivitas perubahan parameter berikut: biaya kapital (CAPEX), biaya operasi produksi (OPEX), dan harga minyak dan gas berpengaruh terhadap nilai NPV, IRR, dan bagian pemerintah. Hasil penelitian menunjukkan bahwa skenario terbaik adalah Skenario I untuk produksi 7 tahun maupun produksi 10 tahun. Analisis keekonomian menunjukkan bahwa Skenario I dengan waktu produksi 7 tahun memberikan NPV sebesar USD 37,6 juta, IRR sebesar 30,1% dengan Payback Period 3 tahun. Sedangkan untuk waktu produksi 10 tahun diperoleh NPV sebesar USD 35,9 juta, IRR sebesar 25,2% dengan Payback Period 3 tahun.

---

The development of marginal oil and gas fields in the offshore area in the gross split Production Sharing Contract (PSC) scheme has technical and economic challenges. This research focuses on economic analysis of the development of marginal offshore oil and gas fields. The field development method uses three scenarios, scenario I with Conventional Platforms; scenario II with Floating Production Storage and Offloading (FPSO); scenario III with Sea Moveable Platform (SMP). The duration of production time uses 7 years and 10 years. Economic analysis uses capital budgeting indicators, such as NPV, IRR, and Payback Period. An economic evaluation was carried out to find the best method for developing marginal oil and gas fields by applying the Gross Split PSC scheme. It is expected from the development scenario, it can improve the companys economy. The sensitivity analysis is then performed to determine the sensitivity of the following parameter changes: capital costs (CAPEX), production operating costs (OPEX), and oil and gas prices affect the value of NPV, IRR and the Government take. The results show that the best scenario is Scenario I both of production time 7 years and 10 years. The economic analysis show that Scenario I with production time 7 years is attributed to NPV of USD 37.6 million, IRR of 30.1% with Payback Period of 3 years. While for production time 10 years, NPV of USD 35.9 million, IRR of 25.2% with Payback Period of 3 years.

"